一、概述 化学补水，凝汽器科学补水，凝汽器补水节能装置概述
     tg泰格等效焓降法是近几年来发展起来的一门热工理论，泰格凝汽器补水装置是电力部推广的重点节能措施，作为一种新的热力系统计算分析方法，在热力系统局部变化的定量中显得简捷、方便、准确。是热力系统优化、节能改造的理论依据，对挖掘节能潜力，搞好节能技术改造有着重要意义。
    为此，在推广焓降法的同时，我们对部份电厂有代表性的汽轮发电机组进行了热力系统分析，依据分析结果，制定了有关方案，推出了“火力发电化学补水方式和系统的节能改进”技术，并配套生产出产品供应用户使用。
  二、补水系统改造的可行性分析 化学补水，凝汽器科学补水，凝汽器补水节能装置
    现以某电厂 B Ⅱ— 25 — 3 型高温高压供热机组为例，进行等效焓降法进行改造的可行性分析：
该机设有两台高压加热器，三台低压加热器，补水系统为“除氧器式”补充水系统，化学软化水补充到抵压除氧器，由中继泵补入高压除氧器，低除、高除的进出水方式均为母管制运行。
正常运行工况下，带 40 — 70Y/H 、 0. 8 ～ 1.3MPa 供热负荷，（原则性热力系统图见图 1 ）。
我们通过调查研究，以机组额定和涉及参数为主，结合实际参数进行修正，应用等效焓降法进行了分析。
  1 、回热可行性分析结果：

注：η1提高后机效率 η提高前机效率化学补水，凝汽器科学补水，凝汽器补水节能装置
   相对提高△ %
   对该机组来说，真空度每提高1%，半年就可节煤750吨。
  2、通过“等效焓降”的分析，我们知道，补水由“除氧器式”改为“凝汽器式”后，优点如下：
  ①补水从凝汽器补入，流径轴封冷却器，抽汽器低压加热后到达高压除氧器。这一过程中，补充水吸收了一定量的热量，以比低压除氧器出水温度高50左右进入高压除氧器。从而增加了低压系统抽汽量，即低品味抽汽量增加；减少了高压除氧器的抽汽量，使高品位抽汽量减少，增加了这部份整齐在机内的做功，同时，还减少了补充水吸热过程中的传热偏差，降低了传热过程中不可逆损失，提高了热功转换效率，回热效果明显提高。
  ②凝汽器对补水进行真空除氧，提高了整个回热系统的除氧能力。
  ③补水在凝汽器中吸收排汽热量，减少了一定份额的余额损失，强化了热交换，降低了排汽温度，改善了机组真空，而且在补水温度比排汽温度降低时，效果就月明显，不仅经济且利于机组接带负荷（一般来说，火电厂补水温度在20～38℃之间。）
  三、补水系统改造方案和有关参数的确定 化学补水，凝汽器科学补水，凝汽器补水节能装置有关参数的确定
  为了获取更好的经济效益，在制定改造方案时，应注意以下事项：
  ①补水系统实施方案的选定。
    要根据现场系统特点，选定系统补水的来源，是单元补水，还是从母管中补水等，然后决定补入凝汽器喉部的位置和空间尺寸。
  ②补水量的确定。补入凝汽器的水量受到以下主要因素的制约：
    即受到凝结水泵、主抽汽器、轴封冷却器、低压加热器通流能力的限制。
  ⑴补入凝汽器的水量过大时，凝结水泵不能及时将凝汽器中的水抽走，将会导致满水，影响机组安全运行。因此，补入凝汽器中的水量不能超过凝结水泵出力与凝结水量的差值。解决上述问题，也可另设一台小型凝结水泵。
  ⑵主抽汽器、轴封冷却器、低压加热器均有一额定的 流通量，当通过的水量超过其额定通流量时，因其加热能力水足，使出口水温降低，使回热效果减弱，因此，补入凝汽器中的水量不能超过主抽汽器、轴封冷却器、低压加热器的额定通流量与凝汽器水量的差值。
  其次，受到除氧能力的限制，对于其确定的机组与凝汽器补水装置，其除氧能力是确定的，若补充水量过大，它将无法将补充水中的含氧量降到要求值以下，造成凝结水含氧量超标，从而腐蚀凝结水管道。
  再者，在运行中，补充水量还应与机组所接带的负荷匹配。
  ⑶补水系统改进的措施和有关方式的介绍：        化学补水，凝汽器科学补水，凝汽器补水节能装置
  ①只要将补水冲入凝汽器，就可得到较好的回热效益。
  ②为了达到在凝汽器内能良好吸收排汽热量以改善汽轮机真空的目的，补充水进入凝汽器的方式与位置需满足热力除氧要求，那么水的补入方式就很关键。
     我们通过取证、分析，确定了水的补入状态应雾化从喉部补入，较好能形成一个“雾化带”。通过选择，我们自行设计制造出一种“机械雾化喷嘴”。
使用次喷嘴强化了补充水与排汽间的换热，使补充水易达到饱和，为气体从水滴中溢出扩散出来，创造了条件，同时，又防止出现补水沿着凝汽器内壁流动的现象。
综上所述，要根据凝汽器喉部的尺寸，确定凝汽器内“补水装置”的管道布置的方式和位置，然后再确定喷咀的较佳位置。以上两项确定后，再将喷咀的喷射角定成一个常数。同时要考虑喷咀防止松动及“补水装置”在凝汽器内的支撑。

四、操作和安装的注意事项
  ⑴在补水至凝汽器管路上，可加装流量孔板，将流量指示装于运行层，给运行人员调整补水量提供依据。
  ⑵为使运行人员及时方便地了解凝汽器水位，及时调整补入水流量，可加装“电接点水位计”于操作盘上，并设立解列补水的自动装置。
  ⑶运行人员可根据机组经济参数及负荷，调整补入水流量。
   我厂目前想用户供应的“补水装置”不配上述元器件，而采用阀门控制流量形式和整个系统防虹吸管路，即可正常投入运行。
五、定货须知
  1、提供补水量每小时多少吨。（T/H）
  2、凝汽器喉部的位置和空间尺寸图。（复印件）
  3、系统补水的来源是单元补水，还是从母管中补水。

为了做好补水系统改造后的效益分析和通过试验为运行人员提供运行参考要点，我们下面介绍某电厂改造后的测试和计算效益的方式和过程：
   1、强化回热效果测量准确，电气装两块单相瓦特表。
   ①为使电功率测量准确，电气装两块单相瓦特表。
   ②补水流量，凝结水流量，#5加出口给水流量，分别是用差压变送器，测得3#加出口流量，低脱水补高脱流量，用差压计，#1～5加进汽温度用热电偶测得，其余装玻璃管温度计和从控制表盘上读取。
   ③试验工况：负荷15MW，供热抽汽65t/h，补水量21.8吨/时，稳定运行30分钟以后，抄录数据，每5分钟一次，连续三次取平均值。
   ④根据我厂90年5月～11月份1#机排气温度情况及运行经验，固定：负荷25MW，供热抽汽65t/h，排气温度模拟到55℃，补水量21.8t/h，抄录数据，每分钟一次，连续三次取平均值。
   ⑤实验的观察分析
    在两个工况的实验过程中，回热效益通过等效焓降法进行分析计算。真空情况，从观察看，在第一个工况中排汽温度为38.7℃，真空0.092MPa，当补入水量21.8t/h，补水温度为37℃时，排气温度降低了0.8℃。真空为0.0922 ，真空提高约1.5mmHg柱。从模拟工况看，排气温度55.2℃，真空0.085 Mpa，当补水两21.8t/h补水温度为37℃时，排气温度降低了1.4℃，真空度为0.0855 Mpa，真空提高3.75mmHg柱。在试验过程中，我们不难看出，补水流量占排汽量的份额大小，排汽温度与补水温度的温度差值，与真空的改善度有关。而回热效益则是较稳定的。对火电厂来说，夏季真空由于气温高因素的影响较冬天低，如我厂冬季#1机真空度可达94.5%，而夏季则在87～88%左右，有时因真空不好而影响了机组接带负荷。
   2、在把考虑凝汽器真空变化的情况下，补水系统改进的热经济性。
   按补水装置年运行7500小时计算回热效益。
⑴根据图1中热力试验参数，整理数据：
#1加热器给水焓升 τ1=30×4.186（千焦/公斤）
加热器给水焓升 τ2=29×4.186（千焦/公斤）
#3加热器给水焓升 τ3=39.3×4.186（千焦/公斤）
#4加热器给水焓升 τ4=38.3×4.186（千焦/公斤）
#5加热器给水焓升 τ5=33.4×4.186（千焦/公斤）
给水泵焓升 τ6=1.7×4.186（千焦/公斤）
#1 加疏水放热量 τ1=66×4.186（千焦/公斤）
#2加疏水放热量 τ2=7×4.186（千焦/公斤）
#4加疏水放热量 τ4=67.7×4.186（千焦/公斤）
#1加热器抽气器放热量 q1=604×4.186（千焦/公斤）
#2加热器抽气器放热量 q1=568×4.186（千焦/公斤）
#3加热器抽气器放热量 q1=578×4.186（千焦/公斤）
#4加热器抽气器放热量 q1=572.2×4.186（千焦/公斤）
#5加热器抽气器放热量 q1=536×4.186（千焦/公斤）
给水吸热量 Q=604×4.186(i0-t0)
轴封二段漏气放热量 q1=796×4.186（千焦/公斤）
轴封一段漏气放热量 q1=696×4.186（千焦/公斤）
空抽器蒸汽放热量 q1=608.4×4.186（千焦/公斤）

低脱抽汽放热量 q1=606.4×4.186（千焦/公斤）
低脱补水系热量 tu=27.6×4.186=tu-tn（千焦/公斤）
高脱补水系热量 tL=t3-tu=70.7×4.186（千焦/公斤）
其它有关参数见图1中
⑵等效焓降计算
#1加油汽等效热降：H1=i1-in=33×4.186
#2加油汽等效热降：H2=i2- i1 + H1 –r1η1=59.394×4.186
#3加油汽等效热降：H3=i3- i2 + H2 –r2η2=75.662×4.186
#4加油汽等效热降：H4=i4- i1 + H1 –r1η1–r1η1=90.184×4.186
#5加油汽等效热降：H5=i5- i4 + H4 –r4η4=110.1232×4.186
#1加油汽效率：η1= =0.0546357
#2加油汽效率：η2= =0.104567
#3加油汽效率：η3= =0.130903
#4加油汽效率：η4= =0.157472
#5加油汽效率：η5= =0.2060
新蒸汽等效焓降：H0=i0-i4+H4- r4η4–r5η5=176.053×4.186（千焦/公斤）
根据功率方程：D0H0+DO?asg(i4-in)-D0ad(i2-in)-D0?(af1+af3)(i0-in)-D0τb(1-η4)+D0qf2?gf2η1+D0af3(qf3+f2n2+f1n1)+ D0af1qf1n1= ……（1）
将有关设局代入：

DO=167（t/h） 则：新蒸汽等效焓降：
H= ×DO=130.3244.186（千焦/公斤） 【见(1)公式】
⑶经济指标及改造效益：（按热电分摊原则）
1、补水方式改造后：
机组年耗标煤量：By= ×7500=123615
年供电耗煤量：Byt= ×7500=53457.44
年发电耗煤量：Bd=By-Byt=70157.5(吨)
年发电量：A=Nd?7500=18450（万KW?h）
年供电量：（厂用电率100%）
G=A×90%=16605（万KW?h）
供电标准煤耗率：by= =423（g/KWh）发电标准煤耗率：by= =380（g/KWh）
补水方式改造后，1kg新蒸汽增加作功量：
△H=abc（τb?η2+τcη4-τ1η1-τ2η2-τ3η3）=0.5487×4.186（千焦/公斤）
机组效率相对提高：δηi =0.421%
年节标准煤：△By=δηi?By=520.5（吨/年）
供电煤耗率降低：△by= =3.134（g/KWh）
⑷真空效益：
因真空得到改善而收到的经济效益。真空按6000小时，考虑到冬季排汽温度较低。
①真空相对提高：
排汽：38.7℃，真空0.092Mpa，补水后：补水量21.8t/h，补水37℃，排汽温度下降0.8℃，真空为0.092gMPa，约合1.5mmHg。0.0002/0.0092=0.22%
②机组效率相对提高：
按汽轮机凝汽器特性曲线，得出结论：当真空相对提高0.22%时，机组相对提高0.22%。
③取值：δηi=0.2%计算
年节标煤量：△B0y=
④降低供电煤耗率： =lg/KW?h
则：未投入补水装置时，机组供电煤耗率为：b1y=by+△by+△b0y=427
投入补水装置后，机组供电煤耗为423（g/KWh）
由于补水补入凝汽器，凝结水流量增加21t/h，多耗了电量，但是，通过中继泵的流量又减少了，耗电量也随之减少。总的来说，耗电量并不增加（有可能降低，凝水泵，中继泵特性），据查阅，补水投入与不投时的凝结水耗电量没发现升高。
⑸、模拟工况：排汽55.20C时，真空0.085Mpa，当补21.8t/h，补水温度为37℃时，排汽温度下降1.4℃，真空提高到0.0855Mpa，约合3075mmHg（该工况是根据90年8-11月份真空情况及运行经验工况确定）。按年运行3600小时计算：
①真空相对提高： =0.588%
②机组效率相对提高：根据汽轮机凝汽器特性曲线，得出结论：
当真空相对提高0.588%时，机组效率相对提高0.6%。取值：δηi=0.6%，计。
③年节煤量：△B01y= ×δηi =356（吨）
④降低供电煤耗率：
△ B01y= =2.15
结论
综上所述
1、当机组补水方式经过节能改造后。
一年可节标煤：520.6+165=685.5（吨）
一年可降低机组供电煤耗：3.134+1=4.134（g/KWh）
节煤；量合人民币：685.5×104元=7.13（万元）
全部投资（人工、材料、设备、试验）总综合费用5万元，可在8.5月内全部收回，经济效益明显。
2、在考虑夏季真空的改善时则：
年节煤：520.5+365=876.5（吨）
年可降低供电煤耗：3.134+2.15=5.28（g/千瓦时）
节煤量合人民币：876.5×104=9.12（万元）
全部投资费用5万元，可在6.5个月内全部收回。
3、补水方式的节能改造经济效益是显著的，若将全厂机组全部改造并进行节能分析和各机的补水量较佳分配，那么经济效益就更加可观。
4、在改造中，喷咀的选择和在凝汽器内的布置原则，尤为关键，以取得较佳的经济效果。
5、目前我厂化学制水系统是板除盐状态，补水温度在37℃左右，且水质不如全除盐水质。全除盐设备，补水水温在20～30℃左右，则真空效益会更加明显。
6、经过我们的尝试证明，汽轮机补水方式节能改造具有良好的推广价值。
7、应将化学改全除盐系统作为一个节能项目进行调查研究落实。为全厂进行合理补水分配进行补水方式改进，除低机组乃至全厂供电煤耗打下良好的基础。